小型水电站技术改造规范 [附条文说明] GB/T50700-2011

5  改造内容与要求

5．1  一般规定

5．1．1  有下列情况之一的设施或设备，应进行技术改造：

      1  存在安全隐患；

      2  上、下游水情发生较大变化；

      3  性能落后，技术状况差；

      4  水能资源利用和设计不合理，施工、设备制造和安装质量差；

      5  地质条件发生变化；

      6  生态受到严重影响；

      7  可以提高效益或其他需要改造的情况。

5．1．2  原有设施和设备的可利用部分，应经必要的复核计算，必要时应作相应的技术处理。

5．1．3  弃水较多的小型水电站，可增容改造。

5．2  水工建筑物

5．2．1  水工建筑物的技术改造应符合下列要求；

      1  消除安全隐患；

      2  增加调节能力；

      3  减少淹没损失；

      4  便于施工。

5．2．2  科学利用水能资源可采取下列技术改造措施：

      1  区间引水；

      2  加高大坝；

      3  溢洪道增设控制闸门设备等设施；

      4  增大前池容量。

5．2．3  引水系统的技术改造，可采取下列措施：

      1  引水渠首完善排沙、排污设施；

      2  引水建筑物防渗处理、降低糙率；

      3  改善进水口、拦污栅的布置，改进拦污栅结构，加装清污设备或增设拦污、排冰设施；

      4  尾水清障，改善尾水渠水流流态。

5．2．4  进行增容改造的水电站，应合理确定装机规模，并应对引水系统的引用流量、水头损失、结构强度等进行复核计算。

5．2．5  大坝安全监测改造，应按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB 50071的有关规定，完善水库大坝安全监测系统。

5．2．6  抗震设防区的小型水电站，应按现行国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223的有关规定采取设防措施。

5．2．7  增加总库容的小型水电站，应根据工程等别及建筑物级别进行洪水复核。

5．2．8  严寒地区应对水工建筑物和金属结构设备增设抗冰冻设施。

5．2．9  闸门技术改造应符合下列要求：

      1  存在腐蚀、变形、振动和漏水严重等缺陷的各类闸门和运转不灵活的启闭设备，应进行技术改造；

      2  因锈蚀、变形等引起启闭力增加过大的闸门，应采用新型支承材料，也可改进闸门的支承形式；

      3  引水系统改造或大坝加高的小型水电站，应对原有的闸门和启闭设备进行复核或加固。

5．2．10  机组进水口事故检修闸门和尾水检修闸门，宜设充水平压设施，严禁尾水闸门采用上游高压水进行充水平压。

5．2．11  泄洪闸门启闭设备应有可靠的备用动力。

5．2．12  压力管道技术改造应包括下列内容：

      1  漏水严重并已老化的伸缩节止水圈应进行更换；

      2  钢管锈蚀严重或损坏程度达到现行行业标准《水利水电工程金属结构报废标准》SL 226的有关规定时，应进行更换；

      3  不均匀沉降的镇、支墩应进行加固处理；

      4  老化严重的钢筋混凝土管道应进行更换。

5．3  水轮机及其附属设备

5．3．1  水轮机技术改造应符合下列要求：

      1  应选用能量指标先进、空化特性优良、运行稳定性好的水轮机转轮型号；

      2  选定水轮机主要参数时，应使水轮机处于稳定、高效区运行，并应复核吸出高度；水轮机空蚀应符合现行国家标准《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定》GB／T 15469．2的有关规定，多泥沙河流上的小型水电站，水轮机宜在无空化条件下运行；

      3  应使水轮机适应水头和流量的变化，并应改善运行工况，同时应提高运行稳定性和效率；

      4  多泥沙河流的小型水电站，水轮机采用增容改造方案或原水轮机存在严重的泥沙磨损时，应对水轮机泥沙磨损进行评估分析，并应合理选择技术改造参数，同时应采取抗磨蚀措施。

5．3．2  水轮机技术改造宜通过将原转轮更换为性能优异的新转轮的方式进行，必要时可改进通流部件型线与结构。水轮机技术改造可采用下列方式：

      1  水头、来水量与原设计条件变化不大，而水轮机设备陈旧、性能落后的小型水电站，应提高水轮机运行效率和增加功率；

      2  水头、来水量比原设计条件增大的小型水电站，应提高额定水头、增加额定功率；

      3  水头、来水量比原设计条件减少的小型水电站，应降低额定水头、减少额定功率；

      4  多泥沙小型水电站，应根据过机含沙量的大小和泥沙特性，适当降低水轮机转速，降低过机流速，改进水力和结构设计，并应采用抗磨蚀材料和保护涂层，同时应延长大修周期和使用寿命；

      5  机组存在严重安全隐患或损坏程度达到报废条件的小型水电站，应进行报废更新。

5．3．3  电站增容改造设计应对机组和输水系统的调节保证参数进行校核计算。

5．3．4  推力轴承技术改造应符合下列要求：

      1  经常发生烧瓦事故的推力轴承，应改进结构形式，并应加强冷却效果。750r／min以下的机组，宜采用弹性金属塑料推力瓦；

      2  机组增容设计应对机组最大轴向推力和推力轴承的承载能力进行校核计算。

5．3．5  径向轴承瓦温过高的机组，可采用水冷瓦技术。

5．3．6  立轴水轮机导轴承宜采用抛物线免刮瓦。

5．3．7  调速系统技术改造应符合下列要求：

      1  水头、流量、转轮直径有变化的小型水电站，应根据水轮机性能参数复核调速功等特性参数；

      2  改造后的调速系统应满足开停机、快速并网、增减负荷、事故停机的要求；

      3  调速系统改造宜采用数字式全自动调速器或自身具有蓄能装置的操作器。严禁使用没有安全措施的手动、电动调速器；

      4  调速器的改造宜进行电气装置改造，技术改造的调速系统可为自动刹车装置提供可靠的压力油源；

      5  有黑启动要求的机组，调速器应设置纯手动操作装置。

5．3．8  水轮机进水阀技术改造应符合下列要求：

      1  漏水量超过标准规定值时，应改进进水阀的密封形式或更换为新型进水阀；

      2  阀门应设机械限位保护装置；

      3  阀门宜配置自动操作机构。

5．4  辅助设备

5．4．1  水力机械辅助设备应根据机组设备技术改造的要求作相应的校核或改造。

5．4．2  水系统技术改造应符合下列要求：

      1  技术供水系统改造应满足小型水电站改造后的用水需要；

      2  机组容量超过800kW的小型水电站，应增设备用水源；

      3  按无人值班(少人值守)标准改造的小型水电站，应配置自动滤水器，以及自动控制阀、示流信号装置；

      4  渗漏排水系统的排水泵宜采用自吸泵；

      5  锈蚀严重的管路应更换。

5. 4. 3  供气系统技术改造应满足机组改造的用气需要。

5．4．4  油系统技术改造应符合下列要求：

      1  透平油系统应简化管路敷设，宜采用软管供排油方式；

      2  宜取消绝缘油系统。

5．4．5  检修后仍不能保证安全运行的起重设备，应更新。

5．4．6  机组增容改造设计，应按机组最重件的吊重对厂内起重设备及其支撑结构进行复核。超过起重机额定起重量时，应更新改造。

5．5  发电机及其他电气设备

5．5．1  发电机技术改造应与水轮机及其他输变电设备在容量上相匹配。

5．5．2  发电机技术改造应包括下列内容：

      1  更换冷却系统；

      2  更换定子绕组和转子磁极线圈，绝缘等级应不低于B级；

      3  改造发电机轴承；

      4  更新发电机。

5．5．3  发电机组应埋设温度传感装置。

5．5. 4  停机后定子绕组绝缘电阻下降较多的发电机，应加装加热除湿装置。加热除湿后，绝缘电阻仍然达不到要求时，应更换绝缘。

5. 5. 5  小型水电站技术改造应采用具有自动调节功能的励磁装置。励磁系统宜采用静止励磁方式。

5．5．6  主变压器技术改造应符合下列要求：

      1  主变压器额定容量应满足改造后的发电机额定容量；

      2  高耗能主变压器应更换为节能、低耗变压器；

      3  以配电变压器作主变压器的小型水电站，应将其改造或更新为升压型变压器。

5．5．7  其他电气设备技术改造应符合下列要求：

      1  电气设备应选择安全、节能、环保型产品，严禁使用高耗能和可能对环境产生污染的设备；    

      2  高压断路器应选择无油型；

      3  应选择满足“五防”要求的金属封闭式高压开关柜；

      4  低压开关柜应选择取得国家强制性产品认证的设备；

      5  电缆宜采用电缆架和穿管方式敷设。若采用电缆沟敷设方式，沟内积水不宜直接排入河道。

5．5. 8  小型水电站应配置可靠、安全、环保的操作电源。

5．5．9  小型水电站应配备事故照明。

5．6  自  动  化

5. 6. 1  小型水电站自动化技术改造应符合现行行业标准《小型水力发电站自动化设计规定》SL 229的有关规定。

5．6．2  按无人值班(少人值守)标准改造的小型水电站，应符合下列要求：

      1  应设置可靠的数字式保护装置。保护装置动作时，应能作用停机并发出遥传信号；

      2  应具有遥控操作和ON-CALL功能；

      3  宜装设视频监视系统并具有自动记录功能；

      4  应装设防盗报警装置。

5．6. 3  小型水电站技术改造应设置自动制动装置，严禁使用木棍刹车。

5．6．4  自动化改造采用微机监控系统后，应取消水机值班，现地不宜过多设置重复操作功能。

5．6．5  小型水电站技术改造应设置闸门监控系统，并应实现远方控制与监测。

5．6．6  大坝安全监测系统应与小型水电站微机监控系统数据共享。

5．6．7  低压机组小型水电站控制设备技术改造，宜采用结构简单可靠的数字式监控、保护、励磁一体化屏。

5．6．8  电气二次屏柜的防护标准不得低于IP40，并应采用通过国家强制性产品认证的产品。

5．6．9  小型水电站改造应配备可靠的通信设备。

5．7  暖通与消防

5．7．1  温度、湿度、噪声超标的小型水电站应进行技术改造。

5．7．2  小型水电站的消防，应符合现行行业标准《水利水电工程设计防火规范》SDJ 278的有关规定，并应完备各项消防设施及火灾自动报警系统。

5．7．3  可能危及人身安全的场所应设有明显的安全标志和防护设施。

5．7．4  配电装置室长度大于7m，且只有一个出口时，应增设安全疏散出口。

5．7．5  机组旋转部分应采取安全防护措施，并应设置明显的安全警示标志。

5  改造内容与要求

5．1  一般规定

5．1．1  对设施或设备存在严重缺陷或多次维修仍不能消除安全隐患的，应全部或局部更新改造。

5．1．2  为节省技术改造投资，对原有设施和设备中还可继续利用的部件，需对强度、刚度和安全系数进行校核计算，必要时经加工处理后采用。例如，浙江省东阳市横锦水库一级电站，2×3600kW机组报废更新为2×4000kW，原机组的大轴，上、下机架经校核加工处理后，用在新机上。

5．1．3  有些小型水电站，弃水较多，应考虑充分利用弃水扩大装机容量，增加年发电量。对于具有较大调节库容的小型水电站，也可适当扩大装机，增加峰电，提高小型水电站的容量效益。例如，江西省吉安市螺滩水电站(日调节径流引水式水电工程)，装机容量4×1600kW，由于设计装机容量偏小，每年汛期要大量弃水，1994年扩机2台(2×2500kW，新建厂房)，同时大坝加高2. 5m，引水渠相应加高，总引用流量由原44m3／s增至80m3／s。2003～2006年结合机组大修对4台1600kW机组实施增容，将水轮机转轮更换成新型高效大流量转轮，同时，发电机、励磁、调速器等也相应改造。改造后每台机每年可增发电量152万kW·h，可节约用水1．44m3／(kW·h)。

5．2  水工建筑物

5．2．2  为科学利用水能资源，提高小型水电站的年利用小时数或调峰运行，可根据实际情况采取以下技术改造措施：

      1  区间引水。在满足生态流量的前提下，可采用开渠、修建隧洞等办法，将同流域不同区间的水引入水库。例如，广东省河源市红星水电站，装机容量3200kW(3×800 2×400)，在水电站上游兴建了一座36万m3的调节水库，年平均增加发电量775万kW·h。又如广东省乐昌县三溪水电站，原装机容量1×500kW，引用流量15m3／s，增开了一条引水隧洞，引用流量30m3／s，电站装机容量增至1210kW，每年发电量净增1倍。

      2  原设计标准偏低，结合防洪或其他综合利用要求，加高加固大坝(大坝只加高或加高也加宽)，在尽量不影响或少影响淹没的前提下，相应提高发电水头和调节库容。例如，浙江省诸暨市石壁水库电站，装机容量1460kW(2×630 1×200)，结合保坝工程(土坝加高7．5m，增设溢洪道)，提高了机组运行水头，故将水轮机增容改造，630kW机增容到800kW，200kW机增容到360kW，相应发电机定子、转子提高绝缘等级。水电站总装机容量由1460kW提高到1960kW，增幅达34％。

      3  在溢洪道上增设控制闸门或橡胶坝。在不影响汛期泄洪的前提下，结合水情预报，可在汛末下闸蓄水，增加发电量。例如，广东省怀集县水下电站，装机容量4×3000kW，在坝段修建了高8m宽6m的重力翻板闸门，增加了日调节库容，每年可增发电量300多万kW·h。

      4  引水式小型水电站的引水隧洞或前池，有条件者可改造成有一定蓄水量的调节池，以便实现调峰运行，从而适应峰谷电价制的需要，提高小型水电站的经济效益。例如，云南省元江县小河底一级渠道引水式小型水电站，2008年技术改造时，将前池容积扩大2倍，提高了经济效益。

5．2．3  不少小型水电站输水系统设施不完善，尤其是拦污栅，洪水季节经常被杂草等污物堵塞，加大了水头损失，减少了发电功率，有的则使拦污栅栅条和主梁失稳破坏，可采取以下技术改造措施：

      1  引水渠道增设冲沙闸(孔)或排污闸，减少沙、草淤堵机组进水口。

      2  有的引水式小型水电站隧洞开挖后未加衬砌或抹光，渗水严重，水头损失大，应采取防渗降糙措施。

      3  在进水闸前根据建筑物布置增设浮筒式拦污排，可在拦污排前进行清污。加装清污设备(如回转式拦污栅、增力式耙斗清污机、加压式清污提栅门机等)或在引水渠道出口处增加一道拦污栅，如海南省临高县加来水电站(装机容量2×800kW)，在前池入口处增加了一道拦污栅，汛期用人工简易清污，效果较好，年增发电量40万kW·h，或适当调整拦污栅栅条间距，改进拦污栅结构和栅条形状，以减少杂草堵塞。按环保要求，不得将清出的污物倒入下游。

    拦污栅前后应装设水位压差计，当水位差超过设定值时，即时发出警报信号，以便采取措施，避免压垮拦污栅。

      4  有的小型水电站，施工期间尾水渠内遗留的废弃渣石杂物和淤泥太多，造成尾水位雍高，降低了发电水头，应设法清除，以提高水能利用率。例如，广西容县容城电站(装机容量3×1250kW)，尾水堆渣达数千立方米，高出尾水面，经两次清渣后，尾水位下降0．7m，发电水头得以提高，发电量也有所增加。

    小型水电站设计，应按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB 50071执行。但有的小型水电站，进水口和尾水渠布置设计不合理，造成水流流态紊乱，影响机组功率，应予以改善。对输水系统(包括进水口与尾水渠)中不符合水流平顺流动规律的水工建筑物的局部结构，应尽可能使之流线型化。

5．2．4  采取增容改造方式的小型水电站，尤其是引水式小型水电站，进行改造设计时，除对水能参数和机组参数进行设计计算外，还应对引水系统(包括进水口、引水隧洞、压力管道等)的过流能力、水头损失、结构强度等进行论证与校核计算，尤其对一管多机的引水式压力输水系统的水力和调节保证参数进行核算，以达到增容改造的预期目标。例如，南方某小型水电站，原装1台2000kW轴流转桨式水轮发电机。为利用洪水期弃水量，在原压力引水管上接分岔管，扩装2台800kW轴流转桨式水轮发电机。改造后发电试验表明，单机运行时均可达到额定功率，3台机同时运行，导叶开度100％时，2000kW机只能发1150kW，2台800kW机只能发550kW和600kW，远远达不到增容1600kW的目标，显然是受压力引水管过流量和水头损失的限制，这是改造失误。

5．2．5  为维护大坝安全，确保下游人民群众生命财产安全，应完善水库大坝安全监测系统，并提高测量精度和自动化水平。

5．2．8  北方及高海拔地区(如青海、新疆、西藏等)的渠道引水式小型水电站，冬季运行经常遇到冰害，应增设防冰、排冰设施，如拦冰栅、拦冰排等。水工闸门可参照现行行业标准《水利水电工程钢闸门设计规范》SL 74的有关规定，采取防冰措施。闸门防冰包括两类，一是使闸门与冰层隔开，以防闸门承受冰压力；二是在冰冻期需要操作的闸门，应使闸门和门槽不致冻结。根据各小型水电站的具体情况，可采取不同的措施。通常用压气吹气泡或潜水泵法，当防冰线不长、冰层厚度不大时，亦可用人工定期破冰或定期喷蒸汽、浇热水等方法使闸门与冰层隔开。对闸门和门槽之间结冰问题，如冬季不需启闭的闸门，可任其冻结；若启闭闸门次数不多，可采用定期加热；若启闭频繁，则可采用连续加热(如电热)、流动热介质(如热油)、喷射蒸汽、设置暖棚等方法。

5．2．9  对陈旧、运行不灵活、腐蚀严重、变形、振动、漏水量大影响安全的各类闸门和启闭设备，应加强防腐，及时更换零部件或整体更换。

5．2．10  小型水电站机组尾水闸门的平压，宜利用机组排水系统从下游充水。

5．2．11  本条是为了确保启闭机能可靠运行，主要是从安全角度考虑，我国近几年曾发生备用电源不可靠而造成重大事故的案例。可靠的备用动力可以是外加的，也可以是柴油发电机或汽车吊。

5．3  水轮机及其附属设备

5．3．1  水轮机技术改造的要求，就是在技术改造工程实施过程中，正确贯彻先进性、合理性、经济性和特殊性的四性原则。先进性就是要择优选用性能先进、技术成熟的高效转轮，选型设计时应向研制单位和制造厂尽可能多收集各种型号转轮(一般不少于3个)进行比较优选；合理性就是要紧密结合和妥善处理本电站的不可变更或不宜变更的制约条件；经济性就是要尽力增加年发电量，提高小型水电站的经济效益；特殊性就是针对运行于多泥沙等特殊水质条件下的水轮机，既要改善其运行工况，又应采取抗泥沙磨蚀的综合治理措施，延长安全运行时间和大修周期及使用寿命。只有综合考虑才能较好地达到先进性、合理性和经济性。

5．3．2  水轮机技术改造应根据各小型水电站的具体条件，因地制宜，采取下列不同的改造方式：

      1  对于水头、来水量与原设计变化不大的小型水电站，应采用该水头段导叶相对高度b0相同或相近的新型转轮，提高水轮机运行效率，增加年发电量。如青海省格尔木市大干沟水电站，装机容量2×10000kW，空蚀严重。原水轮机型号为HLA153-LJ-140，新型号为HLA340-LJ-140。改造前，2台机最大只能发17800kW，改造后，2台机同时运行实际可达20300kW，比合同要求多300kW，受到用户好评。

      2  对于水头、来水量比原设计增大了的小型水电站，应根据水头、来水量增大的具体条件，提高额定水头，加大额定功率，选用合适的新型转轮，或设计改型新转轮，使水轮机在较高效率区运行，从而既加大了单机容量，又提高了运行效率，能较大幅度地增加年发电量。例如，广东省乐昌市张滩水电站，装机容量6010kW(3×1670＋8×125)，大坝先后加高2．2m，采用水力自控翻板闸门提高运行水头，建成日调节库容141万m3，增加了调峰电量，年增加发电量286万kW·h。

      3  对于水头、来水量比原设计减小(也有只减小水头或只减少来水量的情况)了的小型水电站，可根据水电站的实际运行水头和来水量，降低额定水头或减少额定功率，选用合适的新型转轮或设计改型新转轮，将水轮机调整到较优工况区运行，从而提高水轮机的运行效率，增加年发电量。例如，山西省灵邱县北泉水电站，装机容量2×1250kW，水轮机设计水头42m，额定流量3．62m3／s，枯水期(10月至次年5月)来水量少，平均流量仅2. 3m3／s，一台机也只能带400kW～600kW。根据实际流量决定减容改造，专为枯水期配置了一个不锈钢新转轮(原型号为HL702-WJ-71，新型号为HLA553-WJ-71，叶片为二次模压工艺)，额定功率700kW，电站装机容量由2500kW降为1950kW，由于大幅度提高了水轮机的效率(比原型号水轮机增加13．7％)，充分利用了枯水期宝贵的水能资源，水电站年发电量比减容前平均多发340万kW·h，效益十分明显。

      4  对于多泥沙河流小型水电站，应根据水轮机过机含沙量，泥沙中值粒径d50及泥沙矿物成分和颗粒形状等条件，选用单位转速n11相接近、单位流量Q11略减少，模型空化系数σm适当降低，效率较高的转轮；并合理加大导叶分布圆直径D0，调整导叶型线，降低和匀化导叶区流速；同时采取其他抗磨蚀措施，延长大修周期和设备运行寿命，最终达到更新改造或增容改造的目的。例如，新疆疏附县吾库萨克水电站，设计装机容量3×800kW，实际装机2×800kW。经多年运行与综合计算，该站装机容量以3000kW为宜，故决定新增一台1000kW机组，并对2台800kW机组分别增容至1000kW。原水轮机型号为ZD661-LH-120。H＝14．5m，Q＝7．76m3／s，n＝428. 6r／min，新型号为 ZDJP502-LH-120。由于水中泥沙含量大，水轮机过流部件磨损严重，故改造后水轮机除采用不锈钢叶片外，结构上还采取了许多改进措施(如转轮室和顶盖、底环、护板均为可拆卸结构，主轴密封为无接触密封结构，水导轴承为分块抛物线免刮轴瓦等新技术、新工艺)，增容抗磨效果明显，得到用户肯定。

      5  对安全隐患严重的水轮机，应局部或全部报废更新，确保机组安全运行。例如，浙江省嵊州市南山水库一级电站，建于1966年，限于当时的条件以及经过40多年的运行，水轮机转轮经多次焊补后叶片偏差较大，效率低下，实测最高效率只有82％，振动严重超标，导叶漏水大，空蚀、锈蚀、磨损严重，经检测已不能安全运行。水电站改造除保留蜗壳与尾水管外，对其余部件进行报废更新。

5．3．4  小型卧式水轮发电机组的推力轴承安装于水轮机，而小型立式水轮发电机组的推力轴承安装于发电机，目前急需改造的小型水轮发电机组卧式多于立式，故本规范将推力轴承归在水轮机及其附属设备一节中。

      1  弹性金属塑料推力瓦，摩阻小，不用刮瓦，运行事故少，应予以推广。

      2  当机组最大轴向推力超过推力轴承设计允许的承载能力时，需改进轴承结构或更换推力轴承。

5．3．7  调速系统技术改造应符合下列要求：

      3  随着调速系统设备生产的标准化，数字式全自动调速器成本得到大幅降低。由于低成本数字式全自动调速器的研制成功与推广应用，小型水电站已完全可以普及使用数字式全自动调速器。由于手动、电动调速器即俗称的手电操作缺乏安全措施，国内曾发生多次手电操作危及人身安全事故，故从安全角度出发，严禁使用没有安全措施的手动、电动调速器。

      4  在小型水电站，利用全自动调速系统的油源为自动刹车装置提供可靠的压力油源已呈现普遍趋势。配合高油压全自动调速器的推广使用，小型水电站基本可以取消气系统。

5．4  辅助设备

5．4．1  如浙江省峡口水电站，机组容量从4000kW增加到5000kW后，经校核原厂内起重设备与油、气、水系统已不能满足要求，均进行了报废更新。

5．4. 2  渗漏排水系统的水泵应淘汰技术落后，性能差的B型、BA型单级单吸悬臂式离心泵及JD型长轴深井泵。

5．4．3  机组技术改造后，压缩空气系统的供气对象及用气量可能发生变化，例如有的机组原先没有设检修密封，改造后增加了检修密封；又如有的增容改造机组，输出功率增加较多，机组制动用气量也会增加。因此，应根据机组改造的情况，对压缩空气系统进行分析和必要的改造，使压缩空气系统满足机组改造后的用气需要。

5．4．4  在小型水电站取消绝缘油系统、简化透平油系统，可以使水电站油系统得到简化，减少运行成本和环境污染。

5．5  发电机及其他电气设备

5．5. 1  发电机及其他电气设备的技术改造，特别是增容改造，容量上应与水轮机相匹配，任何环节都不能存在不匹配的现象。单机容量800kW以下的高压机组改造时宜改为低压机组。对于有穿越功率的升压变电站，主变压器和高压设备还要计及穿越功率的影响。

5．5．2  发电机的技术改造，应采用新型绝缘材料、优质高效硅钢片以及定子和转子的各种新结构、新工艺。其改造方式和范围可根据具体情况确定：

      1  改进通风系统：如改进、更换冷却系统，调换转子风扇，加强强迫通风等。例如浙江省峡口水电站、南山水电站针对发电机温度高的问题，将管道通风改为密封空气冷却器方式，取得了很好的效果；

      2  若定子、转子绕组绝缘老化，应更换绕组或同时采用更高一级的绝缘材料，如B级绝缘换成F级绝缘，以提高耐温性能。发电机改造应根据设备实际情况，选定合理的改造方式和范围是十分必要的，盲目的改造只会造成不必要的经济损失和改造周期的延长。据调查，不是所有的发电机增容改造都需要同时更换定子绕组和转子磁极线圈的，也不是所有的发电机绝缘都需要选择F级及以上的。例如，贵州省关岭县红岩电站2#机组，在水轮机增容改造的同时，对发电机进行了改造。原发电机型号为SFW2500-6／1480kW，改造后为SFW3000-6／1480kW，改造后发电机的出力由2450kW增至3300kW，增加了850kW，比合同要求还高出300kW。主要改造措施：①更换定子线圈，绝缘等级由B级提高到F级并扩大导线截面；②转子线圈加匝返新，绝缘等级由B级提高到F级；③采用管道通风系统，增设排风机等技术措施。效果很好，运行一年即收回技改投资，给电站带来可观的经济效益。

    提高绝缘等级常可使发电机增容，若增容幅度仍不满足要求时，可增加定、转子的铁芯长度，以提高电磁功率。对于立式发电机，若铁芯增长使定子超出主机室地面时，应以不影响转子吊出机坑为限。

    注意有功功率增容时，无功功率也要跟上，否则，功率因数太高，不能满足电网的要求。提高发电机的功率因数是目前的一种趋势，可以减少投资，因此，功率因数适当提高是可以的。

      4  重新设计发电机时，应充分利用原设备的基础及埋件。其他部件如大轴、上下机架等，凡经加工后仍可使用者均应利用，以节省改造费用。

5．5．6  如结合机组增容改造需更换主变压器，则应选用节能低耗变压器。高耗能变压器都应更换成节能低耗变压器。如原有变压器容量足够，结合技术改造，也可将旧变压器改造为节能低耗变压器。属淘汰序列的变压器一定要更换掉。在低压机组小型水电站，很多变压器是降压型的，应改为升压型的。

5．5．7  其他电气设备技术改造

      3  五防是指：

       1)防止误分、误合断路器；

       2)防止带负荷分、合隔离开关；

       3)防止带电挂设接地线；

       4)防止带地线合闸；

       5)防止操作人员误入带电间隔。

      4  3C认证是中国强制性产品认证的简称。对强制性产品认证的法律依据、实施强制性产品认证的产品范围、强制性产品认证标志的使用、强制性产品认证的监督管理等作了统一的规定。

    小型水电站选择开关设备一定要考虑小型水电站运行人员的技术水平，宜选择价廉、简单、易维护的设备。

    老的低压开关柜大多没有达到3C认证要求，应该在改造时进行更换。

      5  电缆对环境的污染和小型水电站排水对河道的污染一直没有引起足够重视，借鉴国外的设计，将电缆升高布置还可解决老鼠对电缆的破坏。

5．5．8  过去为了减少投资，小型水电站对操作电源的选择一般都是尽量简化，如要实现无人值班(少人值守)，必须要有可靠的操作电源。但操作电源的选择一定要以减少污染为前提。

5．5．9  事故照明可以采用独立的专业事故照明灯具，这样就能解决没有直流系统小型水电站的事故照明问题。

5．6  自  动  化

5．6．2  按无人值班(少人值守)要求改造的小型水电站，应达到以下要求：

      1  能在无人干预的情况下实现自动关机。前提是必须要有完善、可靠的自动化元件。

      2  数字控制技术是当今的主流，应该大力推广。ON-CALL功能能将小型水电站事故信息直接采用短信或语音的方式发至巡检人员的手机上，告知事故对象和性质。

      3  视频监视设备可使小型水电站的管理更为可靠，可靠的记录设备有助于事故的追忆和分析。

      4  防盗报警是一种实用的安全手段，在无人值班小型水电站装设是十分必要的，特别在低压机组小型水电站。

5．6．3  我国低压机组小型水电站没有自动刹车装置是很普遍的现象，对设备和运行人员都不安全，一定要彻底改变。这也是实现无人值班的基本要求。

5．6．4  我国的监控、励磁、调速等设备是单独研发的，在国家技术管理体制改革的大环境下。目前还没有好的办法来进行统一协调，造成小型水电站自动控制设备在功能上重复设置的现象经常发生。多装置采集、多点操作使得设备和技术上的资源浪费，成为一家无法解决的问题，多装置的不合理操作可能会使事故的分析变得十分困难，因此，简化现地操作十分必要。由于继电保护的重要作用，宜独立设置。

5．6. 5  据调查，我国小型水电站的闸门监控大都只是现地操作，没能实现真正的远方操作。室外恶劣天气下进行现地操作难度大、危险性大，在汛期远方操作比现地操作显得尤为必要。

5．6．6  我国小型水电站的大坝监测一直没能得到足够的重视，早期建成的小型水电站基本没有，新建小型水电站对监测设备的埋设管理也很不到位，大坝监测形同虚设，这也是溃坝事故频发的原因所在。

5．6．7  低压机组小型水电站占全国水电站总量的80％以上。数字式一体化控制、保护、励磁屏是低压机组控制设备的换代产品，国内、外都已大量使用，值得推广。例如，湖北省水利厅所属王英水库电站，装有4×250kW低压卧式机组和2×250kW低压立式机组，改造内容为低压控制屏、微机励磁系统、微机高油压调速器、视频监控、高压出线柜、微机监控系统。采用低压机组数字一体化控制屏和低压机组微机高油压调速器后，技术上达到了无人值班目标，性能指标均满足改造设计要求，投资还不到原计划的1／3。又如，安徽省潜山县大关一级水电站，原装机2×500kW，增容改造为2×800kW，改造要求发电机采用无刷励磁方式，大大简化了励磁设备，实现了一台机一面一体化控制屏，一台微机调速器的标准配置，减少了投资，降低了运行成本，实现了现场免维护的目标。

5. 6．8  我国小型水电站使用的低压控制屏柜大都达不到IP40(即防直径为1mm甚至更大的固体颗粒尖端或1mm直径的固体颗粒完全不能穿透)的防护标准和3C认证标准要求，很多小型水电站夏天都将屏柜打开运行，不利于安全运行。设备生产厂家在屏柜设计时就应该按相关防护等级要求和3C认证标准进行设计。

5. 6．9  强调通信设备的配备主要是针对低压机组小型水电站，这些水电站以前基本没有完善的通信设备。

5．7  暖通与消防

5．7．1  恶劣的运行条件是影响发电安全的重要因素，应尽可能加以改善。南方一些小型水电站，由于厂房通风设计不完善，造成厂房内温度过高、湿度偏大，对运行人员的健康和设备的安全都很不利，应采取措施加以改善。

    厂房内运行人员工作场所的夏季空气温度不宜高于30℃，当室内温度30℃以上时，应采取降温措施；厂房内冬季温度，机组正常运行时，不宜低于10℃，机组停运或检修时不应低于5℃，当低于5℃时，应增设采暖设施。小型水电站采暖通风改造，可按现行国家标准《小型水力发电站设计规范》GB 50071执行。

    不少小型水电站，噪声超标，有损运行人员身心健康，应积极采取吸音、隔音减噪措施。

5．7．2  小型水电站一般不配备消防车，如远离城镇或其他大型企业，无法利用社会上的消防设备时，自备消防给水设施是必不可少的。

    消防给水设施可与发电引水或生活供水系统结合，也可设置专用的消防水泵或消防水池，按照可靠、经济的原则选定。消防设计可参见国家现行标准《小型水力发电站设计规范》GB 50071和《水利水电工程设计防火规范》SDJ 278的有关条款。

5．7．5  据调查，我国低压机组和部分高压机组没有设计旋转部件安全防护罩。很多小型水电站旋转部件的防护可以随意拆卸，根本起不到安全防护的作用，应予以重视。